La licitación fue un éxito en participación y precios competitivos, sentando bases para que futuros proyectos de este tipo se realicen directamente entre privados, sin intervención estatal.

A través de la Resolución 155/2026 de la Secretaría de Energía, se consolidó una estrategia para mitigar cortes o afectaciones operativas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en las 7 regiones del país donde la red eléctrica está más saturada; los llamados “cuellos de botella” o nodos críticos Los principales ganadores fueron las empresas DQD Energy (más proyectos, 8 en total) y Genneia (más potencia total, 7 proyectos), como así también participan 360 Energy Solar (3), Aluar (1) e Intermepro (1). Sin embargo, ninguno de los nodos correspondientes a Salta y Jujuy recibió adjudicación aún.

La licitación introdujo un esquema de remuneración basado en el “Valor de Adjudicación”, expresado en dólares por megavatio-mes (USD/MW-mes), combinando el precio base ofertado por el desarrollador con un mecanismo de estímulo denominado “Valor Incentivo”; componente que premió la competitividad de las propuestas ubicadas por debajo del Precio Medio Ponderado de las Ofertas Asignadas, fijado 8.338,54 USD/MW-mes.

Es decir, para fomentar la competitividad y bajar el costo para el Estado, se creó este incentivo y así, a las 4 ofertas más baratas (todas de Genneia) se les reconoció un 25% extra de la diferencia entre su precio y el promedio. Esto hace que, aunque oferten más bajo, su rentabilidad final sea mejor. Es una forma de premiar la eficiencia. El resultado fue:

• Piso (más barato): Proyecto de Genneia en Bragado (Bs. As.) a 7.632 USD/MW-mes.
• Techo (más caro): Proyecto de DQD Energy en el NEA (Chaco-Formosa) a 9.705 USD/MW-mes, justificado por la mayor dificultad logística de instalar en el norte del país.

El especialista Diego Werner explicó a la prensa especializada que la estrategia del Estado Nacional es, primero, ejecutar los 20 proyectos adjudicados y ya no adjudicar más proyectos de esta forma masiva, sino que ahora derivarán al sector privado. A través de Cammesa (empresa que maneja el sistema eléctrico) identificará los nodos donde hacen falta más baterías y luego, los privados podrán ofertar sus proyectos directamente a otros privados (grandes consumidores de energía) sin que el Estado sea el intermediario; avanzando hacia un mercado de “potencia” más libre, tal como promueve la Secretaría de Energía.

Esta nueva potencia llevará a que en los próximos años el futuro energético ya no será de centrales térmicas (que queman combustibles), sino de baterías, muchas veces combinadas con parques solares o eólicos (proyectos híbridos) permitiendo renovables que no solo generen energía “verde”, sino que también aporten “potencia firme” (cuando no hay sol o viento, la batería entrega la energía acumulada).

La relevancia técnica de la convocatoria quedó probada en las sobreofertas recibidas por Cammesa el 27 de mayo. Fueron 235 propuestas técnicas que sumaron 8.338 MW, superando 11 veces el objetivo base fijado por Nación, lo que demuestra el enorme interés y la madurez de la tecnología de baterías en el país. La provincia de Buenos Aires capturó la mayor proporción (185 MW), seguida por el bloque NEA Chaco-Formosa (161,5 MW) y el Noroeste Argentino (NOA) con 150 MW.

El saldo restante se distribuyó entre la Pampa (68 MW), el corredor Litoral Entre Ríos (50 MW), NEA Misiones-Corrientes (50 MW) y Litoral Santa Fe (36 MW). Los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS por las siglas en inglés) responde en milisegundos estabilizando el flujo de tensión en nodos saturados, optimizan el despacho de las energías renovables intermitentes y mitigan los riesgos de colapso ante picos de consumo estacional, a diferencia de las centrales térmicas o hidráulicas.